Kazakhstan journal for oil & gas industryKazakhstan journal for oil & gas industry2707-42262957-806XKMG Engineering10892310.54859/kjogi108923НеопределенКислотный гидравлический разрыв пласта в сложнопостроенных переслоенных пластахДуйсалиевАсхат Мубиновичa.duisaliyev@cis.kzhttps://orcid.org/0009-0000-9470-4225ИсмаиловАбдулахат Абдукаримовичa.ismailov@kbtu.kzhttps://orcid.org/0000-0002-1957-5168Казахско-Британский технический университет010420268131421310202516022026Copyright © 2026, Дуйсалиев А.М., Исмаилов А.А.2026<p><strong>Обоснование. </strong>Предотвращение загрязнения техногенных трещин, образованных разрывом пласта и химическим взаимодействием активных жидкостей с породами, является ключевым условием повышения дебитов пластовых флюидов. Снижение рисков образования и осаждения в трещине и околотрещинном пространстве нерастворимых продуктов реакции достигается за счёт экспериментального исследования и математического моделирования процессов взаимодействия технологических жидкостей с породами пласта и пластовыми флюидами. При этом важнейшей задачей при подготовке к эксперименту, моделированию и, собственно, выполнению работ можно считать определение основных взаимодействующих элементов, вступающих в реакцию, продукты которых могут привести к снижению эффективности стимуляции, особенно в условиях ограниченной доступности кернового материала, специализированного программного обеспечения для полноценного химического молекулярного моделирования. Следовательно, особо важное значение принимает теоретическое исследование основных причин неуспешности химических обработок пластов и гидравлических разрывов пласта (далее – ГРП) с химически активными технологическими жидкостями, оценка рисков наступления негативных событий.</p> <p><strong>Цель.</strong> Повышение эффективности стимуляции методами кислотного ГРП за счёт оптимизации состава технологических жидкостей и предотвращения негативного влияния на пласт продуктов реакции пород пласта или пластовых флюидов с технологическими жидкостями.</p> <p><strong>Материалы и методы.</strong> Для оценки основных причин осаждения нерастворимых осадков и иных причин снижения эффективности стимуляции проведён детальный литературный обзор, определены механизмы, повышающие и понижающие соответствующие риски. Построена механическая и литологическая модель в окрестностях ряда скважин одного из среднеазиатских месторождений, которая показывает, что одна из основных реакций, приводящих к негативным последствиям, может протекать при одновременном выполнении нескольких условий. Оценена возможность выполнения подобных условий на основе расчётов и моделирования.</p> <p><strong>Результаты.</strong> Анализ геолого-механической обстановки на одном из месторождений и подробное изучение основных реакций с породами пласта позволил выявить причины неэффективных кислотных ГРП. Подготовлена программа обработки, направленная на предотвращение в будущем рисков снижения эффективности кислотных ГРП.</p> <p><strong>Заключение.</strong> Применённый подход направлен на обоснованный, «адресный» подбор технологических жидкостей ГРП, позволяющий снизить риски или предотвратить кольматацию трещин продуктами реакции, не допускать миграцию и набухание глин и иное негативное влияние на фильтрационные свойства пласта в окрестностях техногенных трещин. Все эти мероприятия направлены на повышение эффективности стимуляции методом кислотного ГРП.</p>acid hydraulic fracturinganhydritegypsumsulfatescarbonatessmectiteskaolinitesferrous ironferric ironқышқылды гидравликалық жаруангидритгипссульфаттаркарбонаттарсмектиттеркаолиниттерекі валентті темірүш валентті теміркислотный гидроразрыв пластаангидритгипссульфатыкарбонатысмектитыкаолинитыдвухвалентное железотрёхвалентное железо1.Zhang Y, Yang K, Dong Y, et al. Chemical characterization of non-volatile dissolved organic matter from oilfield-produced brines in the Nanyishan area of the western Qaidam Basin, China. Chemosphere. 2021;268:128804. doi: 10.1016/j.chemosphere.2020.128804.2.Voigt W, Freyer D. Solubility of anhydrite and gypsum below 100 °C; gypsum-anhydrite transition in aqueous solutions: a re-assessment. Frontiers in Nuclear Engineering. 2023;2:1208582. doi: 10.3389/fnuen.2023.1208582.3.blogs.ed.ac.uk [Internet]. Christopher Hall. Hall’s Notes and Queries. NQ9. The solubility of gypsum in water [cited 2025 Oct 08]. Available from: blogs.ed.ac.uk/christopherhall/wp-content/uploads/sites/6693/2025/12/NQ9v6.pdf.4.Quintero H, Maley DM, Zafar F. Prevention of dissolution and re-precipitation of calcium sulfate while acidizing. Proceedings of the International Petroleum Technology Conference; 2014 Dec 10–12; Kuala Lumpur, Malaysia. Available from: onepetro.org/IPTCONF/proceedings-abstract/14IPTC/14IPTC/IPTC-17827-MS/153391.5.He J. Calcium sulfate formation and mitigation when seawater is used to prepare hydrochloric acid for well stimulation [dissertation]. Texas: Texas A&M University; 2011.6.He J, Mohamed IM, Nasr-El-Din HA. Mixing Hydrochloric Acid and Seawater for Matrix Acidizing: Is It a Good Practice? SPE European Formation Damage Conference; 2011 June 7–10; Noordwijk, The Netherlands. Available from: onepetro.org/SPEEFDC/proceedings-abstract/11EFDC/11EFDC/SPE-143855-MS/149863.7.Ossorio M, Van Driessche AES, Pérez P, García-Ruiz JM. The gypsum–anhydrite paradox revisited. Chemical Geology. 2014;386:16–21. doi: 10.1016/j.chemgeo.2014.07.026.8.Van Driessche AES, Stawski TM, Benning LG, Kellermeier M. Calcium Sulfate Precipitation Throughout Its Phase Diagram. In: Van Driessche A, Kellermeier M, Benning L, Gebauer D, editors. New Perspectives on Mineral Nucleation and Growth. Cham: Springer; 2017. P:227–256.9.Murtaza M, Alarifi SA, Rasm MY, et al. Single step calcium sulfate scale removal at high temperature using tetrapotassium ethylenediaminetetraacetate with potassium carbonate. Scientific Reports. 2022;12:10085. doi: 10.1038/s41598-022-14385-6.10.Chen B, Zhou Q. Scaling Behavior of Thermally Driven Fractures in Deep Low-Permeability Formations: A Plane Strain Model With 1-D Heat Conduction. Journal of Geophysical Research: Solid Earth. 2022;127(3):e2021JB022964. doi: 10.1029/2021JB022964.11.Vik HS, Salimzadeh S, Nick HM. Heat recovery from multiple-fracture EGS; thermoelastic interactions. Renewable Energy. 2018;121:606–622. doi: 10.1016/j.renene.2018.01.039.12.Lu G, Kelley M, Raziperchikolaee S, Bunger A. Modeling the impact of thermal stresses induced by wellbore cooldown on hydraulic fractures. Rock Mechanics and Rock Engineering. 2024;57:5935– 5952. doi: 10.1007/s00603-024-03829-2.13.Mohammed I, Svenningsen SW, Kamounah FS, et al. Calcium sulfate scale: a review of state-of-the-art. Geoenergy Science and Engineering. 2024;242:213228. doi: 10.1016/j.geoen.2024.213228.14.Tangparitkul S, Saul A, Leelasukseree C, et al. Fines migration and permeability decline during low-salinity injection. Journal of Petroleum Science and Engineering. 2020;194:107448. doi: 10.1016/j.petrol.2020.107448.15.Cihan A, Petrusak R, Bhuvankar P, et al. Permeability decline by clay fines migration around a low-salinity injection well. Ground Water. 2022;60(1):87–98. doi: 10.1111/gwat.13127.16.Sadeghein A, Abbasllu A, Riahi S, Hajipour M. Comprehensive analysis of fine particle migration and permeability impairment. Geoenergy Science and Engineering. 2024;240:213044. doi: 10.1016/j.geoen.2024.213044.17.Steudel A, Batenburg LF, Fischer HR, et al. Alteration of swelling clay minerals by acid activation. Applied Clay Science. 2009;44(1–2):105–115. doi: 10.1016/j.clay.2009.02.002.18.Hu B, Zhang C, Zhang X. The Effects of Hydrochloric Acid Pretreatment on Different Types of Clay Minerals. Minerals. 2022;12(9):12091167. doi: 10.3390/min12091167.